Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-6

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-6
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8502 320 KOL1080
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    539-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    44
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.03.1987
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    21.04.1987
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    21.04.1989
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    08.01.2015
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    TARBERT FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    NESS FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    103.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3034.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    3033.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.8
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 23' 3.77'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 49' 55.59'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6694389.17
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    490743.78
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1027

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-6 was drilled on the C-prospect on the southeast flank of the Oseberg Fault block. The structure is a rotated fault block with overall easterly dips towards the Horda Platform fault. The prospect is further bounded by faults to the west and to the northwest. The primary objective was to prove hydrocarbons in the Brent Group and verify possible pressure communication between the C-structure and the Oseberg Field Alpha structure to the North.
    Operations and results
    Wildcat well 30/9-6 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 8 March 1987 and drilled to TD at 3034 m in the Early Jurassic Statfjord Group. Drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 970 m and with KCl/polymer mud from 970 m to TD.
    The Brent Group was encountered at 2591 m and had oil in three differently pressured sand bodies, one in the Tarbert Formation and two in the Ness Formation. The lowest seen oil was at 2645 m in the Ness Formation. Four different pressure regimes were found in the Brent group. The Tarbert Formation has 6 m gross with 4.5 m net pay. The average porosity is 19% and the average water saturation is 44%. The Ness Formation has 49 m gross (hydrocarbon-bearing interval) with 13.3 m net pay (combining the two oil bearing sand bodies). The average porosity is 23% and the average water saturation is 39%.
    Weak shows were described in limestones in the interval 2318 m to 2358 m in the top of the Shetland Group. Otherwise, no oil shows were described outside of the oil-bearing Brent reservoirs.
    Five conventional cores were cut in the Brent Group from 2593.5 - 2686 m. RFT fluid samples were taken at 2619 m in both runs 2A and 2B. Run 2B was performed in order to verify the previous run.
    The well was permanently abandoned on 21 April as an oil discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were performed.
    DST 1 tested the interval 2637.9 m to 2645.5 m in the lowermost oil bearing section in the Ness Formation. This test produced 185 Sm3 oil and 17175 Sm3 gas /day through a 20/64” choke. The GOR was 92.8 Sm3/Sm3, the oil density was 0.855 G/cm3, and the gas gravity was 0.698 (air = 1) with 1% CO2 and no detectable H2S. The bottom hole temperature was 100 °C.
    DST2 tested the interval 2591.5 m to 2596.5 m in the Tarbert Formation. This test produced 166 Sm3 oil and 16980 Sm3 gas /day through a 20/64” choke. The GOR was 102 Sm3/Sm3, the oil density was 0.856 g/cm3, and the gas gravity was 0.698 with 1% CO2 and no detectable H2S. The bottom hole temperature was 100 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    970.00
    3032.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2593.5
    2603.3
    [m ]
    2
    2608.0
    2623.5
    [m ]
    3
    2628.0
    2636.0
    [m ]
    4
    2649.0
    2665.2
    [m ]
    5
    2671.0
    2676.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    55.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2593-2597m
    Kjerne bilde med dybde: 2597-2601m
    Kjerne bilde med dybde: 2601-2603m
    Kjerne bilde med dybde: 2604-2608m
    Kjerne bilde med dybde: 2608-2612m
    2593-2597m
    2597-2601m
    2601-2603m
    2604-2608m
    2608-2612m
    Kjerne bilde med dybde: 2612-2616m
    Kjerne bilde med dybde: 2616-2620m
    Kjerne bilde med dybde: 2620-2623m
    Kjerne bilde med dybde: 2624-2628m
    Kjerne bilde med dybde: 2628-2632m
    2612-2616m
    2616-2620m
    2620-2623m
    2624-2628m
    2628-2632m
    Kjerne bilde med dybde: 2632-2636m
    Kjerne bilde med dybde: 2645-2649m
    Kjerne bilde med dybde: 2649-2653m
    Kjerne bilde med dybde: 2653-2657m
    Kjerne bilde med dybde: 2657-2661m
    2632-2636m
    2645-2649m
    2649-2653m
    2653-2657m
    2657-2661m
    Kjerne bilde med dybde: 2661-2665m
    Kjerne bilde med dybde: 2665-2670m
    Kjerne bilde med dybde: 2670-2674m
    Kjerne bilde med dybde: 2674-2676m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2661-2665m
    2665-2670m
    2670-2674m
    2674-2676m

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1
    2637.90
    2645.50
    OIL
    08.04.1987 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2591.50
    2596.50
    OIL
    12.04.1987 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.19
    pdf
    0.24
    pdf
    1.32
    pdf
    1.08

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.38
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.83
    pdf
    10.66

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2638
    2646
    7.9
    2.0
    2592
    2597
    7.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    185
    17175
    0.855
    0.698
    93
    2.0
    166
    16980
    0.856
    0.698
    102

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CET
    1600
    2962
    CST
    2165
    2570
    CST
    2583
    2999
    DIL LSS LDT CNL GR SP CAL
    950
    3028
    DLL MSFL NGT
    2567
    2800
    MWD GR SON NEU RES
    126
    2587
    RFT
    2591
    3002
    RFT
    2592
    2643
    RFT
    2619
    0
    RLL GR EWR COND
    2565
    2655
    SHDT
    950
    3033
    VSP
    680
    2950

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    213.0
    36
    214.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    954.0
    17 1/2
    970.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2567.0
    12 1/4
    2587.0
    1.81
    LOT
    LINER
    7
    3031.0
    8 1/2
    3034.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    124
    0.00
    WATER BASED
    21.04.1987
    131
    0.00
    WATER BASED
    21.04.1987
    160
    1.03
    WATER BASED
    09.03.1987
    165
    0.00
    WATER BASED
    21.04.1987
    214
    1.03
    WATER BASED
    10.03.1987
    863
    1.03
    WATER BASED
    11.03.1987
    970
    1.03
    WATER BASED
    12.03.1987
    970
    1.34
    27.0
    11.0
    WATER BASED
    13.03.1987
    1438
    1.34
    28.0
    12.0
    WATER BASED
    16.03.1987
    1527
    1.40
    37.0
    18.0
    WATER BASED
    16.03.1987
    1888
    1.40
    31.0
    12.0
    WATER BASED
    16.03.1987
    2136
    1.40
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    17.03.1987
    2267
    1.40
    32.0
    12.0
    WATER BASED
    18.03.1987
    2350
    1.21
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    21.04.1987
    2399
    1.40
    34.0
    13.0
    WATER BASED
    19.03.1987
    2465
    1.21
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    21.04.1987
    2472
    1.40
    32.0
    10.0
    WATER BASED
    20.03.1987
    2528
    1.40
    33.0
    9.0
    WATER BASED
    2587
    1.40
    31.0
    9.0
    WATER BASED
    2587
    1.21
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    24.03.1987
    2593
    1.21
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    25.03.1987
    2624
    1.21
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    26.03.1987
    2634
    1.21
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    13.04.1987
    2634
    1.21
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    14.04.1987
    2634
    1.21
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    21.04.1987
    2651
    1.21
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    30.03.1987
    2686
    1.21
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    30.03.1987
    2759
    1.21
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    30.03.1987
    2858
    1.21
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    30.03.1987
    2965
    1.21
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    06.04.1987
    2965
    1.21
    27.0
    11.0
    WATER BASED
    06.04.1987
    2965
    1.21
    27.0
    11.0
    WATER BASED
    07.04.1987
    2965
    1.21
    27.0
    11.0
    WATER BASED
    08.04.1987
    2965
    1.21
    27.0
    11.0
    WATER BASED
    13.04.1987
    2965
    1.21
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    13.04.1987
    3034
    1.21
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    31.03.1987
    3034
    1.21
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    01.04.1987
    3034
    1.21
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    02.04.1987
    3034
    1.21
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    03.04.1987

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.23